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[摘 要]本文通过对采用聚合物驱油区块转油站的日常管理，分析了在日常管理中药剂类型及连续性的重要性，能避免影响到后期转油站管理，综述第二采油厂第五作业区及其他作业区采用聚合物驱油区块转油站日常生产中出现的相似现象，主要综合并分析现象的原因。
[关键词]聚合物 转油站 加药
中图分类号：F1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）10-0307-01
一、聚合物驱油转油站生产存在的现象
大庆油田的原油属于石蜡基低酸值，开展表面活性剂驱油难度很大，因此大庆油田采取了以聚合物驱油为重点的三次采油。大庆油田采油二厂第五作业区从2002年采用聚合物驱油，以聚南2-10、聚南2-3转油站为例：
聚南2-10转油站
该站2001年9月投产运行，主要设备有三相游离水脱除器2台、除油器1台、二合一加热缓冲装置3台、外输油泵3台，掺水泵2台，回掺水泵2台，洗井泵1台，投产至2002年8月聚合物驱油初期，与水驱转油站在日常管理中无明显区别。其中日常管理主要包括：运转设备、压力容器、合一设备的使用与维护。自2003年初，采用聚合物驱油，中转站生产参数主要表现为：
聚南2-3转油站
该站2001年6月投产运行，主要设备有三相游离水脱除器2台、除油器1台、二合一加热缓冲装置3台、外输油泵3台，掺水泵2台，回掺水泵2台，洗井泵1台，投产至2002年8月聚合物驱油初期，与水驱转油站在日常管理中无明显区别。其中日常管理主要包括：运转设备、压力容器、合一设备的使用与维护。自2003年初，采用聚合物驱油，中转站生产参数主要表现为：
采用聚合物驱油以来，可以看出两个转油站的产量趋势基本如下：
1.日处理液量增加；
2.天然气量增加；
3.外输含水率下降；
4.加热设备损坏频繁：日常工作中，给生产设备的运行及维护带来了更大的难度：合一设备液位变化大、由于分离出的污水粘度增大，分离效果差，高温造成钙离子沉淀，并附着在加热设备、管线壁表面，过滤器发生堵塞等。
1.增加设备维护
聚合物驱油的方式使油井产出液经过转油站分离出的污水粘度增加，水中杂物增加，水质下降，易发生堵塞离心泵及外输流量计过滤网，单泵清理过滤器周期1000小时缩短至160小时，流量计过滤器清理周期由2200小时缩短至350小时，甚至更短。从而增加维护设备的劳动强度。
2.增加设备损耗
①我们在实际生产过程中突然提火，突然降火的问题较为严重，全自动燃烧器和临时性提高温度（突击洗井）都存在这种现象。
②在冬季生产管理中，为防止凝、堵井，一味强调提高掺水温度，但却增大了火焰对加热炉火管的加热强度。
③掺水量过大，使加热炉内的流体流量加大而降低了掺水温度，在这种情况下还是要增大火焰强度，来保证相应的掺水温度 。加热炉炉管鼓包、烧穿事故发生。
二、造成管理难度增加的原因分析
1.井网布置距离远对掺水压力的影响
根据公式=e-+
： 终点温度℃ ：起点温度℃ ：管道埋深处原始地温℃
L：管线长度m D：管道外径㎜ K：总传热系数 π、e为数学常数
由此可知终点温度随着管线的长度距离而下降。
2.药剂加入原因造成对生产的影响
转油站生产运行中，原油脱水主要是物理+化学脱水，计量间来液，通过在管道中的流动及三相游离水脱除器的离心、缓冲、沉降分离的物理脱水。两个转油站在投产运行后的第二年开始加入SX型油溶性破乳剂。采用油溶性破乳剂的化学脱水来进行初步油水分离，由于最初试用阶段加入药品的不定量、不及时的原因，使油水混合液进入三相游离水分离器中沉降时间不够，油水分离差，造成二合一加热炉内的污水含油增高。由于受到掺水泵流量的限制，掺水含油量增加，单井需要开大掺水量保持畅通，因此掺水压力急剧下降，冬季生产因压力下降，就需要启动第二台掺水泵，甚至多台掺水泵并联运行保证掺水压力，这样又加大系统掺水流量，只有增加加热炉的热负荷才能保证掺水温度，增加热炉热负荷就增加了加热炉的火焰强度，由于火焰强度过高就会发生烧坏加热炉火管的几率，而造成在工作中不可避免的，连锁的恶性故障，所以SX型油溶性破乳剂的加入不能间断，必须是连续性的。因此中转站为了避免、减少、降低隐患的发生。因此SX型油溶性破乳剂的加入量和连续性对于中转站来说至关重要， SX型油溶性破乳剂适用油包水型原油乳状液。是因为它易均匀溶解在油中，并且迅速扩散、能较快地接触到油、水界面，所以能破乳作用较好。
1、生产中SX型油溶性破乳剂一旦由于某种原因加入量不够或停止加入，会造成：
①SX型油溶性破乳剂的加入量不够，造成油水分离差，而且SX型油溶性破乳剂在油水分离过程中，随着乳化油被输送至下一站；
②SX型油溶性破乳剂停止加入，油水分离只能以物理脱水（掺水加热）进行，没有了化学脱水，使分离水中含油量增加，使得掺水含油量增加，长距离输送到采油井，因此掺水温度降低，由于井口掺水阀流量极小，掺水含油增高经长时间聚集易造成凝、堵井事故发生。在此情况下，油井管理人员为了保证管线不发生凝、堵事故，即开大掺水阀门来加大掺水流量，由于油井掺水流量增大，系统掺水压力就会下降；
③药品质量得不到保证，没有药剂使用效果跟踪制度，因此使用后效果无法界定。
2、阻垢缓蚀剂的加入量和连续性同样非常重要，阻垢缓蚀剂能够降低容器、管线等生产设备钙的生成，尤其是减少、降低加热炉烟火管表面附着物积聚。阻垢缓蚀剂加入不定量、不及时，造成加热炉烟火管的附着物积聚加快并增多，会直接影响烟火管的传热系数，传热系数降低，就要加大加热炉燃烧器火焰强度，用来提高到所需掺水温度，这样高强度火焰对烟火管的损害就会加大。
3.药劑类型及相应的药剂量对生产的影响
确定原油乳状液是油包水型或者是水包油型后，才能有针对性地取得良好的破乳效果。SP型水溶性破乳剂适用水包油型原油乳状液，因为它在水中溶解速度快，有利于破乳聚结，提高脱水速度。SP169型破乳剂，优点在于SP169因溶于水，能够在生产过程中循环利用。SP型水溶性，具有较强的表面活性，优良的润湿性能和足够的絮凝与聚结能力，能够吸附于各类原油乳状液油水界面膜上，明显改变界面性质，大幅降低界面膜强度，有效实现破乳脱水。并且适用于蜡质原油破乳、脱水速度快、出水清。适用于低温脱水、出水清。
根据反应不同的机理，实际上对于不同的原油有不同的效果。不过总的来说，有以下不同：
1、SP型水溶性的较SX型油溶性的便宜，成本低；
2、SP型水溶性的使用后溶于水，能够有效反复循环利用掺水中；
3、SP型水溶性的使用量较大，一般为20～30ppm，而SX型油溶性一般为5～10ppm，甚至更多，但是从性价比来说，SX型油溶性的价格较高；使用方法：水溶性破乳剂现场制成 0.3～1% 的水溶液，直接加入原油或其他乳状液中。SP型水溶性破乳剂可直接加入生产系统，也可用水稀释，按比例加入，SX型油溶性破乳剂不能用水稀释，可直接加入生产系统。
比较的来说，SP型水溶性破乳剂是通过取代界面乳化剂，破坏乳液界面膜，或改变界面层的润湿性，产生界面非活性配合物而引起破乳；而SX型油溶性破乳剂除取代界面乳化剂外，还通过加入破乳剂的中和作用，造成界面膜破坏，从而使乳液破坏。SP型水溶性破乳剂有着良好的脱水速度，适用于油田中转站或联合站内使用，而SX型油溶性破乳剂不溶于水，有着深度脱水脱盐的能力，主要适用于油田原油及炼厂的脱盐、脱水，使用方便。更适用于富含沥青质胶质的稠油。能改善原油输送条件，对防蜡也有较好的效果。
三、改变聚驱转油站管理难度的措施
1.介于我转油站高含水原油（水包油型）的处理，建议破乳剂使用SP型水溶性；
2.加强药剂加入量的管理，保持连续、均匀加药量；
[关键词]聚合物 转油站 加药
中图分类号：F1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）10-0307-01
一、聚合物驱油转油站生产存在的现象
大庆油田的原油属于石蜡基低酸值，开展表面活性剂驱油难度很大，因此大庆油田采取了以聚合物驱油为重点的三次采油。大庆油田采油二厂第五作业区从2002年采用聚合物驱油，以聚南2-10、聚南2-3转油站为例：
聚南2-10转油站
该站2001年9月投产运行，主要设备有三相游离水脱除器2台、除油器1台、二合一加热缓冲装置3台、外输油泵3台，掺水泵2台，回掺水泵2台，洗井泵1台，投产至2002年8月聚合物驱油初期，与水驱转油站在日常管理中无明显区别。其中日常管理主要包括：运转设备、压力容器、合一设备的使用与维护。自2003年初，采用聚合物驱油，中转站生产参数主要表现为：
聚南2-3转油站
该站2001年6月投产运行，主要设备有三相游离水脱除器2台、除油器1台、二合一加热缓冲装置3台、外输油泵3台，掺水泵2台，回掺水泵2台，洗井泵1台，投产至2002年8月聚合物驱油初期，与水驱转油站在日常管理中无明显区别。其中日常管理主要包括：运转设备、压力容器、合一设备的使用与维护。自2003年初，采用聚合物驱油，中转站生产参数主要表现为：
采用聚合物驱油以来，可以看出两个转油站的产量趋势基本如下：
1.日处理液量增加；
2.天然气量增加；
3.外输含水率下降；
4.加热设备损坏频繁：日常工作中，给生产设备的运行及维护带来了更大的难度：合一设备液位变化大、由于分离出的污水粘度增大，分离效果差，高温造成钙离子沉淀，并附着在加热设备、管线壁表面，过滤器发生堵塞等。
1.增加设备维护
聚合物驱油的方式使油井产出液经过转油站分离出的污水粘度增加，水中杂物增加，水质下降，易发生堵塞离心泵及外输流量计过滤网，单泵清理过滤器周期1000小时缩短至160小时，流量计过滤器清理周期由2200小时缩短至350小时，甚至更短。从而增加维护设备的劳动强度。
2.增加设备损耗
①我们在实际生产过程中突然提火，突然降火的问题较为严重，全自动燃烧器和临时性提高温度（突击洗井）都存在这种现象。
②在冬季生产管理中，为防止凝、堵井，一味强调提高掺水温度，但却增大了火焰对加热炉火管的加热强度。
③掺水量过大，使加热炉内的流体流量加大而降低了掺水温度，在这种情况下还是要增大火焰强度，来保证相应的掺水温度 。加热炉炉管鼓包、烧穿事故发生。
二、造成管理难度增加的原因分析
1.井网布置距离远对掺水压力的影响
根据公式=e-+
： 终点温度℃ ：起点温度℃ ：管道埋深处原始地温℃
L：管线长度m D：管道外径㎜ K：总传热系数 π、e为数学常数
由此可知终点温度随着管线的长度距离而下降。
2.药剂加入原因造成对生产的影响
转油站生产运行中，原油脱水主要是物理+化学脱水，计量间来液，通过在管道中的流动及三相游离水脱除器的离心、缓冲、沉降分离的物理脱水。两个转油站在投产运行后的第二年开始加入SX型油溶性破乳剂。采用油溶性破乳剂的化学脱水来进行初步油水分离，由于最初试用阶段加入药品的不定量、不及时的原因，使油水混合液进入三相游离水分离器中沉降时间不够，油水分离差，造成二合一加热炉内的污水含油增高。由于受到掺水泵流量的限制，掺水含油量增加，单井需要开大掺水量保持畅通，因此掺水压力急剧下降，冬季生产因压力下降，就需要启动第二台掺水泵，甚至多台掺水泵并联运行保证掺水压力，这样又加大系统掺水流量，只有增加加热炉的热负荷才能保证掺水温度，增加热炉热负荷就增加了加热炉的火焰强度，由于火焰强度过高就会发生烧坏加热炉火管的几率，而造成在工作中不可避免的，连锁的恶性故障，所以SX型油溶性破乳剂的加入不能间断，必须是连续性的。因此中转站为了避免、减少、降低隐患的发生。因此SX型油溶性破乳剂的加入量和连续性对于中转站来说至关重要， SX型油溶性破乳剂适用油包水型原油乳状液。是因为它易均匀溶解在油中，并且迅速扩散、能较快地接触到油、水界面，所以能破乳作用较好。
1、生产中SX型油溶性破乳剂一旦由于某种原因加入量不够或停止加入，会造成：
①SX型油溶性破乳剂的加入量不够，造成油水分离差，而且SX型油溶性破乳剂在油水分离过程中，随着乳化油被输送至下一站；
②SX型油溶性破乳剂停止加入，油水分离只能以物理脱水（掺水加热）进行，没有了化学脱水，使分离水中含油量增加，使得掺水含油量增加，长距离输送到采油井，因此掺水温度降低，由于井口掺水阀流量极小，掺水含油增高经长时间聚集易造成凝、堵井事故发生。在此情况下，油井管理人员为了保证管线不发生凝、堵事故，即开大掺水阀门来加大掺水流量，由于油井掺水流量增大，系统掺水压力就会下降；
③药品质量得不到保证，没有药剂使用效果跟踪制度，因此使用后效果无法界定。
2、阻垢缓蚀剂的加入量和连续性同样非常重要，阻垢缓蚀剂能够降低容器、管线等生产设备钙的生成，尤其是减少、降低加热炉烟火管表面附着物积聚。阻垢缓蚀剂加入不定量、不及时，造成加热炉烟火管的附着物积聚加快并增多，会直接影响烟火管的传热系数，传热系数降低，就要加大加热炉燃烧器火焰强度，用来提高到所需掺水温度，这样高强度火焰对烟火管的损害就会加大。
3.药劑类型及相应的药剂量对生产的影响
确定原油乳状液是油包水型或者是水包油型后，才能有针对性地取得良好的破乳效果。SP型水溶性破乳剂适用水包油型原油乳状液，因为它在水中溶解速度快，有利于破乳聚结，提高脱水速度。SP169型破乳剂，优点在于SP169因溶于水，能够在生产过程中循环利用。SP型水溶性，具有较强的表面活性，优良的润湿性能和足够的絮凝与聚结能力，能够吸附于各类原油乳状液油水界面膜上，明显改变界面性质，大幅降低界面膜强度，有效实现破乳脱水。并且适用于蜡质原油破乳、脱水速度快、出水清。适用于低温脱水、出水清。
根据反应不同的机理，实际上对于不同的原油有不同的效果。不过总的来说，有以下不同：
1、SP型水溶性的较SX型油溶性的便宜，成本低；
2、SP型水溶性的使用后溶于水，能够有效反复循环利用掺水中；
3、SP型水溶性的使用量较大，一般为20～30ppm，而SX型油溶性一般为5～10ppm，甚至更多，但是从性价比来说，SX型油溶性的价格较高；使用方法：水溶性破乳剂现场制成 0.3～1% 的水溶液，直接加入原油或其他乳状液中。SP型水溶性破乳剂可直接加入生产系统，也可用水稀释，按比例加入，SX型油溶性破乳剂不能用水稀释，可直接加入生产系统。
比较的来说，SP型水溶性破乳剂是通过取代界面乳化剂，破坏乳液界面膜，或改变界面层的润湿性，产生界面非活性配合物而引起破乳；而SX型油溶性破乳剂除取代界面乳化剂外，还通过加入破乳剂的中和作用，造成界面膜破坏，从而使乳液破坏。SP型水溶性破乳剂有着良好的脱水速度，适用于油田中转站或联合站内使用，而SX型油溶性破乳剂不溶于水，有着深度脱水脱盐的能力，主要适用于油田原油及炼厂的脱盐、脱水，使用方便。更适用于富含沥青质胶质的稠油。能改善原油输送条件，对防蜡也有较好的效果。
三、改变聚驱转油站管理难度的措施
1.介于我转油站高含水原油（水包油型）的处理，建议破乳剂使用SP型水溶性；
2.加强药剂加入量的管理，保持连续、均匀加药量；